CN104471019A - 石油采收方法和系统 - Google Patents
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Abstract
提供一种用于从地层采收石油的系统和方法。将包含至少75mol％二甲基硫醚和与液体石油组合物首次接触混溶的油采收制剂引入载油地下地层中，在将所述油采收制剂引入所述地层中之后将油不可混溶制剂引入所述地层中，和从所述地层产出石油。
Description
技术领域
本发明涉及从地层采收石油的方法，具体地，本发明涉及从地层强化油采收的方法。
背景技术
在从地层采收石油中，使用利用天然地层压力产出石油的原始采收方法可能仅从地层中采收部分石油。通过改进或强化油采收(EOR)方法可产出使用原始采收方法不能从地层中产出的部分石油。改进油采收方法包括水驱。EOR方法包括热EOR、混溶驱替EOR和化学EOR。热EOR方法加热地层中的石油以减低地层中石油的粘度，由此使石油流动用于采收。蒸汽驱和火驱是常见的热EOR方法。混溶驱替EOR涉及将与载油地层中的石油混溶的化合物或混合物注入地层中以与石油混合和降低石油的粘度，降低了它的表面张力和使石油膨胀，由此使石油流动用于采收。注入的化合物或混合物一定比地层中的石油更轻和粘度更小—用作混溶EOR试剂的典型化合物是气体如CO2、氮或烃气体如甲烷。化学EOR涉及向地层中注入含水碱性溶液或表面活性剂和/或向地层中注入聚合物。通过使石油和注入水之间的界面表面张力降至非常低的值，化学EOR试剂可从地层的岩石中驱替石油或释放地层岩石的孔隙中捕集的石油，由此使捕集的石油液滴变形和流过岩石孔隙以形成油带。聚合物可用于提高水的粘度以促使所形成的油带进入产出井用于采收。
相对新的EOR方法包括向载油地层中注入化学溶剂以使石油流动用于从地层采收。地层中的石油至少部分溶于这种溶剂，该溶剂的粘度通常明显低于石油。石油和化学溶剂可以以类似于气态混溶EOR试剂的方式在地层中混合，降低了石油的粘度、降低了石油的表面张力和和使石油膨胀，由此使石油流动用于从地层中产出。用于这个目的的化学溶剂包括二硫化碳和二甲醚。
希望改进已存在的化学溶剂EOR方法。例如，希望化学溶剂EOR方法增加从地层中的石油采收，同时最小化油藏酸化和由于在地层水中可溶造成的EOR试剂损失，和消除了由于EOR制剂毒性所需要的地层清理。
发明内容
在一个方面，本发明涉及一种用于采收石油的方法，包括：
提供包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶的油采收制剂；
将所述油采收制剂引入载油地层中；
在所述载油地层中使所述油采收制剂与石油接触；
在将所述油采收制剂引入所述载油地层中之后将油不可混溶制剂引入所述地层中；和
在将所述油不可混溶制剂引入所述地层中之后从所述地层产出石油。
在另一个方面，本发明涉及一种系统，包括：
油采收制剂，所述油采收制剂包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶；
油不可混溶制剂，所述油不可混溶制剂选自含水聚合物溶液、气体或液体形式的水、压力低于其在所述地层中与石油的最小混溶压力的二氧化碳、压力低于其在所述地层中与石油的最小混溶压力的氮、空气和它们的混合物；
载油地层；
用于将所述油采收制剂引入所述载油地层中的机构；
用于在将所述油采收制剂引入所述载油地层中之后将所述油不可混溶制剂引入所述地层中的机构；和
用于在将所述油不可混溶制剂引入所述载油地层中之后从所述地层产出石油的机构。
附图说明
图1描述了本发明的石油产出系统。
图2的图为按照本发明的系统和方法用于产出石油的井分布。
图3的图为按照本发明的系统和方法用于产出石油的井分布。
图4的图表示在30℃下使用不同溶剂从油砂采收石油。
图5的图表示在10℃下使用不同溶剂从油砂采收石油。
图6的图表示增加二甲基硫醚浓度对西非含蜡原油的粘度降低效果。
图7的图表示增加二甲基硫醚浓度对中东沥青基原油的粘度降低效果。
图8的图表示增加二甲基硫醚浓度对加拿大沥青基原油的粘度降低效果。
具体实施方式
本发明涉及利用包含至少75mol％二甲基硫醚的油采收制剂从载油地层强化油采收的方法和系统。油采收制剂与液相石油组合物首次接触混溶，特别是与载油地层中的石油首次接触混溶，从而当向地层引入油采收制剂时可与其在地层中接触的石油完全混合。油采收制剂的粘度可非常低，从而当与其在地层中接触的石油混合时，可以产出相比于初始处于地层中的石油粘度显著降低的石油和油采收制剂的混合物。可使石油和油采收制剂的混合物流动通过地层，部分由于相比于初始处于地层中的石油粘度降低的混合物，其中从地层可产出流动的混合物，由此从地层采收石油。在引入油采收制剂之后将油不可混溶制剂引入地层中以驱动流动的石油和油采收制剂的混合物穿过地层用于产出。
本文使用的某些术语定义如下：
本文所用的“沥青质”定义为在标准温度和压力下不溶于n-庚烷和可溶于甲苯的烃。
本文所用的“混溶”定义为两种或更多种物质、组合物或液体以任何比例混合而不会分为两个或更多个相的能力。
本文所用的“流体操作连接”定义为两个或更多个元件间的连接，其中所述元件直接或间接连接以允许元件间直接或间接的流体流动。本文所用的术语“流体流动”指气体或液体的流动。
本文所用的“石油”定义为通常为液态的天然烃混合物，其也可以包含硫、氮、氧和金属的化合物。
本文所用的“渣油”指由ASTM方法D7169确定的在0.101MPa下沸程分布高于538℃(1000°F)的石油组分。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂包含至少75mol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少80mol％、或至少85mol％、或至少90mol％、或至少95mol％、或至少97mol％、或至少99mol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少75vol％、或至少80vol％、或至少85vol％、或至少90vol％、或至少95vol％、或至少97vol％、或至少99vol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少75wt％、或至少80wt％、或至少85wt％、或至少90wt％、或至少95wt％、或至少97wt％，或至少99wt％的二甲基硫醚。油采收制剂可基本上由二甲基硫醚组成，或可由二甲基硫醚组成。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂可包含一种或多种助溶剂，其与油采收制剂中的二甲基硫醚形成混合物。所述一种或多种助溶剂优选与二甲基硫醚混溶。所述一种或多种助溶剂可选自邻二甲苯、甲苯、二硫化碳、二氯甲烷、三氯甲烷、C3-C8脂族和芳族烃、天然气凝析油、硫化氢、柴油、煤油、二甲醚及它们的混合物。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂与液相石油组合物、优选任何液相石油组合物首次接触混溶。在液相或气相中油采收制剂可与包括重原油、中间原油和轻原油的原油首次接触混溶，和在液相或气相中可与载油地层中的石油首次接触混溶。油采收制剂可与烃组合物首次接触混溶，所述烃组合物例如包含至少25wt％、或至少30wt％、或至少35wt％、或至少40wt％的具有由ASTM方法D7169确定的至少538℃(1000°F)沸点的烃的液相原油。油采收制剂可与烃类组合物如原油中的液相渣油和液相沥青质首次接触混溶。油采收制剂可与烃组合物首次接触混溶，所述烃组合物包含小于25wt％、或小于20wt％、或小于15wt％、或小于10wt％、或小于5wt％的具有由ASTM方法D7169确定的至少538℃(1000°F)沸点的烃。油采收制剂可与包含小于5wt％的氧、小于10wt％的硫和小于5wt％的氮的C3-C8脂族和芳族烃首次接触混溶。
油采收制剂可与宽粘度范围的烃组合物如原油或液相石油首次接触混溶。油采收制剂可与低或适度低粘度的烃组合物首次接触混溶。油采收制剂可与在25℃下动态粘度为最多1000mPa·s(1000cP)、或最多500mPa·s(500cP)、或最多100mPa·s(100cP)的烃组合物如液相石油首次接触混溶。油采收制剂也可与适度高或高粘度的烃组合物首次接触混溶。油采收制剂可与在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)、或至少5000mPa·s(5000cP)、或至少10000mPa·s(10000cP)、或至少50000mPa·s(50000cP)、或至少100000mPa·s(100000cP)、或至少500000mPa·s(500000cP)的烃组合物如液相石油首次接触混溶。油采收制剂可与在25℃下动态粘度为1-5000000mPa·s(1-5000000cP)、或100-1000000mPa·s(100-1000000cP)、或500-500000mPa·s(500-500000cP)、或1000-100000mPa·s(1000-100000cP)的烃组合物如液相石油首次接触混溶。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂优选具有低的粘度。油采收制剂可为在25℃温度下动态粘度为最多0.35mPa·s(0.35cP)、或最多0.3mPa·s(0.3cP)、或最多0.285mPa·s(0.285cP)的流体。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂优选具有相对低的密度。油采收制剂的密度可为最多0.9g/cm3或最多0.85g/cm3。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂可具有相对高的内聚能密度。提供用于本发明方法或系统的油采收制剂的内聚能密度可为300-410Pa或320-400Pa。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂优选为相对无毒的或无毒的。油采收制剂在96小时的水生毒性LC50(虹鳟鱼)可以大于200mg/l。油采收制剂在4小时的急性口服毒性LD50(小鼠和大鼠)可为535-3700mg/kg、急性皮肤毒性LD50(兔子)可以大于5000mg/kg和急性吸入毒性LC50(大鼠)可为40250ppm。
在本发明方法中，将油采收制剂引入载油地层中，和本发明的系统包括载油地层。载油地层包括在与油采收制剂接触和混合后可从地下地层中分离和产出的石油。载油地层的石油与油采收制剂首次接触混溶。载油地层的石油可为包含至少25wt％、或至少30wt％、或至少35wt％、或至少40wt％的具有由ASTM方法D7169测定的至少538℃(1000°F)的沸点的烃的重质油。所述重质油可包含至少20wt％的渣油、或至少25wt％的渣油、或至少30wt％的渣油。所述重质油的沥青质含量可为至少5wt％、或至少10wt％、或至少15wt％。
载油地层中包含的石油可为包含小于25wt％、或小于20wt％、或小于15wt％、或小于10wt％、或小于5wt％的具有至少538℃(1000°F)的沸点的烃的中等重油或相对轻质油。中等重油或轻质油的沥青质含量可为小于5wt％。
在地层条件下(特别是在地层温度范围内的温度下)载油地层中包含的石油的粘度可为至少1mPa·s(1cP)、或至少10mPa·s(10cP)、或至少100mPa·s(100cP)、或至少1000mPa·s(1000cP)、或至少10000mPa·s(10000cP)。在地层温度条件下载油地层中包含的石油的粘度可为1-10000000mPa·s(1-10000000cP)。在实施方案中，在地层温度条件下载油地层中包含的石油的粘度可为至少1000mPa·s(1000cP)，其中石油的粘度至少部分或完全对地层中石油的不流动负责。
在地层温度条件下载油地层中包含的石油可包含很少或不含微晶蜡。微晶蜡为可仅部分溶于或可基本不溶于油采收制剂中的固体。在地层温度条件下载油地层中包含的石油可包含最多3wt％、或最多1wt％、或最多0.5wt％的微晶蜡，和在地层温度条件下优选微晶蜡不存在于载油地层的石油中。
载油地层可为地下地层。地下地层可由选自多孔矿物基质、多孔岩石基质和多孔矿物基质与多孔岩石基质组合的一种或多种多孔基质材料组成，其中多孔基质材料可位于在地表下深50-6000米、或100-4000米、或200-2000米的上覆地层的下方。地下地层可为海底地层。
多孔基质材料可为固结的基质材料，其中形成基质材料的至少大部分和优选基本上全部岩石和/或矿物为固结的，从而岩石和/或矿物形成堆，其中当石油、油采收制剂、水或其它流体从中通过时基本上全部岩石和/或矿物是不动的。当石油、油采收制剂、水、或其它流体从中通过时，优选至少95wt％、或至少97wt％、或至少99wt％的岩石和/或矿物是不动的，从而由石油、油采收制剂、水或其它流体通过而移位的任何量的岩石或矿物材料不足以造成地层对流过地层的油采收制剂、石油，水或其它流体是不可渗透的。多孔基质材料可为非固结的基质材料，其中形成基质材料的至少大部分或基本上全部岩石和/或矿物为非固结的。地层的渗透性可为0.00001-15达西或0.001-1达西。地层的岩石和/或矿物多孔基质材料可由砂岩和/或选自白云石、石灰石及其混合物的碳酸盐组成，其中石灰石可为微晶体型或晶型石灰石和/或白垩。
载油地层中的石油可位于地层的多孔基质材料内的孔隙中。可使载油地层的石油在地层的多孔基质材料内的孔隙中不流动，例如，通过毛细管力、石油与孔隙表面的相互作用、石油的粘度或地层中石油和水的界面张力实现。
载油地层还可包含水，其可位于多孔基质材料内的孔隙中。地层中的水可为原生水、来自二次或三次油采收过程水驱的水或它们的混合物。可使载油地层中的水定位而使孔隙内的石油不流动。油采收制剂与地层中的石油接触可使地层中的石油流动，用于通过从地层内的孔隙中释放至少部分石油而从地层产出和采收。
现在参照图1，其中给出了用于实施本发明方法的本发明系统200。所述系统包括如上所述的延伸至载油地层205的第一井201和第二井203。载油地层205可以包括位于上覆地层213下方的如上所述由多孔材料基质形成的一个或多个地层部分207、209和211。提供如上所述的油采收制剂。油采收制剂可由通过管线219流体操作连接至第一注射/产出设备217的油采收制剂储存设备215提供。第一注射/产出设备217可流体操作连接至第一井201，它可从第一注射/产出设备217延伸至载油地层205。油采收制剂可从第一注射/产出设备217流过第一井被引入地层205如地层部分209中，其中第一注射/产出设备217和第一井或第一井本身包括用于将油采收制剂引入地层的机构。替代地，油采收制剂可从油采收制剂储存设备215直接流入第一井201用于注入地层205中，其中第一井包括用于将油采收制剂引入地层中的机构。用于将油采收制剂通过第一井201引入地层205中的机构(位于第一注射/产出设备217、第一井201或这两者中)可包括用于将油采收制剂传送至第一井中的穿孔或开孔的泵221，通过所述第一井中的穿孔或开孔可将油采收制剂引入地层中。
如通过将油采收制剂通过第一井201泵送入地层而将油采收制剂通过第一井注入地层中，可将油采收制剂引入地层205中。将油采收制剂引入地层中的压力可从地层中的瞬时压力到至多但不包括地层压裂压力。可将油采收制剂注入地层的压力可为地层压裂压力的20-95％或40-90％。将油采收制剂注入地层的压力可为高于在开始注入前测量的初始地层压力大于0至37MPa的压力。
通过第一井201引入地层205的油采收制剂体积可为0.001-5倍孔隙体积、或0.01-2倍孔隙体积、或0.1-1倍孔隙体积、或0.2-0.6倍孔隙体积，其中术语“孔隙体积”指第一井201和第二井203之间可由油采收制剂扫过的地层体积。通过本领域技术人员已知的方法例如通过模拟研究或通过注入其中包含示踪剂的水通过地层205从第一井201至第二井203，可容易地确定孔隙体积。
当将油采收制剂引入地层205中时，油采收制剂如箭头223所述扩散入地层。当引入地层205中时，油采收制剂与地层中的部分石油接触和形成混合物。油采收制剂与地层205中的石油首次接触混溶，其中当油采收制剂与地层中的石油接触和混合时可使石油流动，例如，通过相对于地层中的天然石油降低混合物的粘度、通过降低使石油保存在地层孔隙中的毛细管力、通过降低石油在地层中孔隙表面上的湿润性、通过降低地层孔隙中石油和水的界面张力和/或通过使地层孔隙中的石油膨胀实现。
油采收制剂的粘度和地层中水的粘度可为相同的数量级，由此油采收制剂有利地驱替地层孔隙中的水和相应地进入地层的孔隙中与孔隙中包含的石油混合。例如，在地层温度条件下油采收制剂的粘度可为约0.2-0.35cP。在地层温度条件下地层水的粘度可为约0.7-1.1cP。结果是，油采收制剂能够将水驱走，同时与至少部分石油接触、混合和使其流动。
在将油采收制剂引入地层中之后，通过进一步将更多油采收制剂或油不可混溶制剂引入地层中，可推动油采收制剂和石油的流动混合物和任何未混合油采收制剂穿过地层205从第一井201至第二井203。在将油采收制剂完全引入地层之后，可将油不可混溶制剂通过第一井201引入地层205中以促使或以其它方式驱替油采收制剂和石油的流动混合物以及任何未混合油采收制剂流向第二井203用于产出。当未混合油采收制剂通过地层从第一井201驱替至第二井203时，任何未混合油采收制剂可与地层205中更多的石油混合和使其流动。
可设置油不可混溶制剂以驱替油采收制剂和石油的流动混合物以及任何未混合油采收制剂通过地层205。适合的油不可混溶制剂不与地层205中的石油首次接触混溶或多次接触混溶。油不可混溶制剂可选自含水聚合物流体、气体或液体形式的水、在低于其最小混溶压力的压力下的二氧化碳、在低于其最小混溶压力的压力下的氮、空气和前述两种或更多种的混合物。
用于含水聚合物流体的适合聚合物可包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、乙烯共聚物、生物聚合物、羧基甲基纤维素、聚乙烯基醇、聚苯乙烯磺酸酯、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)和它们的组合等。乙烯共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺、丙烯酸和丙烯酸月桂酯、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的例子包括黄原胶、瓜尔胶、褐藻酸酯以及褐藻酸和它的盐。在一些实施方案中，聚合物可在地层205中原位交联。在其它实施方案中，聚合物可在地层205中原位产生。
可将油不可混溶制剂存储在可通过管线227流体操作连接至第一注射/产出设备217的油不可混溶制剂储存设备225中和从中提供油不可混溶制剂用于引入地层205中。第一注射/产出设备217可流体操作连接至第一井201以向第一井提供油不可混溶制剂用于引入地层205中。替代地，油不可混溶制剂储存设备225可流体操作连接至第一井201以向第一井直接提供油不可混溶制剂用于引入地层205。第一注射/产出设备217和第一井201或第一井本身可包括用于通过第一井201将油不可混溶制剂引入地层205中的机构。用于通过第一井201将油不可混溶制剂引入地层205的机构可包括用于将油不可混溶制剂传送至第一井中的穿孔或开孔的泵或压缩机，其中通过第一井中的穿孔或开孔可将油不可混溶制剂注入地层中。用于将油不可混溶制剂通过第一井201引入地层205中的机构可为用于将油采收制剂通过第一井201注入地层中的泵221。
可将油不可混溶制剂引入地层205中，如通过将油不可混溶制剂泵送通过第一井至地层中而将油不可混溶制剂通过第一井201注入地层中。可将油不可混溶制剂通过第一井201注入地层205中的压力可为高至但不包括地层压裂压力，或为地层压裂压力的20-99％、或30-95％、或40-90％。在本发明实施方案中，可在高于注入油不可混溶制剂之前测量的地层压力大于0至37MPa的压力下将油不可混溶制剂注入地层205中。
在将油采收制剂通过第一井201引入地层205中之后，通过第一井引入地层的油不可混溶制剂的量可为0.001-5倍孔隙体积、或0.01-2倍孔隙体积、或0.1-1倍孔隙体积、或0.2-0.6倍孔隙体积，其中术语“孔隙体积”指第一井和第二井之间可由油不可混溶制剂扫过的地层体积。引入地层205的油不可混溶制剂的量应该足以驱动流动的石油/油采收制剂混合物和任何未混合油采收制剂穿过至少部分地层。如果油不可混溶制剂为液相，在将油采收制剂引入地层205中之后引入地层中的油不可混溶制剂的体积相对于在引入油不可混溶制剂之前紧接着引入地层的油采收制剂的体积按油不可混溶制剂与油采收制剂比可为0.1:1-10:1，更优选为1:1-5:1。如果油不可混溶制剂为气相，在将油采收制剂引入地层205中之后引入地层中的油不可混溶制剂的体积相对于在引入油不可混溶制剂之前紧接着引入地层的油采收制剂的体积可明显大于液相油不可混溶制剂，例如，相对于在引入气相油不可混溶制剂之前紧接着引入的单位体积液体油采收制剂为至少10、或至少20、或至少50体积的气相油不可混溶制剂。
如果油不可混溶制剂为液相，在地层温度条件下油不可混溶制剂的粘度与流动的石油/油采收制剂混合物的粘度可具有至少相同的量级以能够使油不可混溶制剂驱动流动的石油/油采收制剂的混合物穿过地层205至第二井203。在地层温度条件或25℃下油不可混溶制剂的粘度可为至少0.8mPa·s(0.8cP)、或至少10mPa·s(10cP)、或至少50mPa·s(50cP)、或至少100mPa·s(100cP)、或至少500mPa·s(500cP)、或至少1000mPa·s(1000cP)、或至少10000mPa·s(10000cP)。如果油不可混溶制剂为液相，在地层温度条件下优选油不可混溶制剂的粘度大于流动的石油/油采收制剂混合物的粘度至少一个数量级，因此油不可混溶制剂可驱动流动的石油/油采收制剂混合物以活塞流穿过地层，从而最小化和抑制流动的石油/油采收制剂混合物指进穿过油不可混溶制剂的驱动活塞。
可将油采收制剂和油不可混溶制剂以交替段塞通过第一井201引入地层中。例如，在第一时间段可将油采收制剂通过第一井201引入地层205中，之后在第一时间段之后的第二时间段可将油不可混溶制剂通过第一井引入地层中，之后在第二时间段之后的第三时间段可将油采收制剂通过第一井引入地层中，之后在第三时间段之后的第四时间段可将油不可混溶制剂通过第一井引入地层中。如所希望的，作为许多交替段塞可将油采收制剂和油不可混溶制剂通过第一井引入地层中。
通过将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂引入地层中，可使石油流动用于从地层205通过第二井203产出，其中将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂通过第一井201引入地层中，如箭头229所示驱动流动的石油通过地层用于从第二井产出。用于从地层205产出的流动石油可包括流动的石油/油采收制剂混合物。将油采收制剂和油不可混溶制剂通过第一井201引入地层，也可使水和/或气体流动用于从地层205通过第二井203产出。
在将油采收制剂和油不可混溶制剂通过第一井201引入地层205之后，可从地层通过第二井203采收和产出石油。系统可包括位于第二井用于在将油采收制剂引入地层205之后从地层采收和产出石油的机构，和可以包括位于第二井用于在将油采收制剂引入地层之后从地层采收和产出油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体的机构。位于第二井203用于采收和产出石油以及任选用于采收和产出油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体的机构可包括泵233，所述泵233可位于第二注射/产出设备231中和/或第二井203内。泵233可从地层205抽取石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体通过第二井203的穿孔以传送石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体至第二注射/产出设备231。
替代地，用于从地层205采收和产出石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、气体和水的机构可包括可位于第二注射/产出设备231中的压缩机234。压缩机234可通过管线236流体操作连接至气体储罐241，和可压缩气体储罐中的气体用于通过第二井203注入地层205。压缩机可压缩气体至足以从地层通过第二井203驱动产出石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、气体和水的压力，其中适当的压力可通过本领域技术人员已知的常规方法确定。不同于从地层产出石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体的井位，可将压缩的气体从第二井203的不同位置注入地层，例如，可在地层部分207将压缩的气体注入地层，而在地层部分209从地层产出石油、油采收制剂、油不可混溶制剂、水和气体。
如箭头229所示可从地层205抽取任选与油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体混合的石油，和沿第二井203向上产出至第二注射/产出设备231。在位于第二注射/产出设备231中和操作流体连接至用于从地层采收和产出石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、气体和/或水的机构233的分离装置235中可分离石油与油采收制剂、油不可混溶制剂、气体和/或水。分离装置235可包括用于分离气体与石油、油采收制剂、液体油不可混溶制剂(如果有的话)和水的常规液体-气体分离器、用于分离石油和油采收制剂与水和任选的液体油不可混溶制剂的常规烃-水分离器、用于分离油采收制剂与石油的常规蒸馏塔和任选用于分离液体油不可混溶制剂与水的分离器。
为便于分离产出的油采收制剂与产出的石油，可通过蒸馏分离产出的油采收制剂与石油，其中选择蒸馏条件从而使产出的油采收制剂包含源自由地层产出的石油和不存在于初始油采收制剂中的C3-C8或C3-C6脂族和芳族烃。可以实施蒸馏使产出的油采收制剂的组成为原始油采收制剂加上至多25vol％源自地层的C3-C8脂族和芳族烃，其中经分离的产出的油采收制剂包含至少75mol％的二甲基硫醚。
经分离的产出的石油可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至液体储罐237，液体储罐237可通过管线239流体操作连接至第二注射/产出设备的分离装置235。如果有的话，经分离的气体可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至气体储罐241，气体储罐241可通过管线243流体操作连接至第二注射/产出设备231的分离装置235。经分离的水可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至水罐247，水罐247可通过管线249流体操作连接至第二注射/产出设备231的分离装置235。如果有的话，经分离的液体油不可混溶制剂可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供通过管线250至油不可混溶制剂储存设备225。经分离的产出的油不可混溶制剂可由油不可混溶制剂储存设备225提供用于再次引入地层中。
经分离的产出的任选包含额外的C3-C8或C3-C6烃的油采收制剂可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至油采收制剂储存装置215，油采收制剂储存装置215可通过管线245流体操作连接至第二注射/产出设备231的分离装置235，其中产出的油采收制剂可与油采收制剂混合。替代地，经分离的油采收制剂可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供通过管线238至注射机构221，用于通过第一井201再次注入地层205中，用于从地层进一步流动和采收石油。替代地，经分离的油采收制剂可由分离装置235提供通过管线240至注射机构如第二注射/产出设备231中的泵251，用于任选与新鲜油采收制剂一起通过第二井203再次注入地层205。
在本发明系统和方法的实施方案中，第一井201可用于将油采收制剂和油不可混溶制剂注入地层205和如上所述第二井203可用于在第一时间段从地层产出石油，和第二井203可用于将油采收制剂和油不可混溶制剂注入地层205中以使地层中的石油流动和驱动流动的石油穿过地层至第一井，和第一井201可用于在第二时间段从地层产出石油，其中第二时间段在第一时间段之后。第二注射/产出设备231可包括机构如泵251，所述泵251通过管线253流体操作连接至油采收制剂储存设备215和任选分别通过管线240和242流体操作连接至分离装置235和259以从中接收产出的油采收制剂，和所述泵251流体操作连接至第二井203以将油采收制剂通过第二井引入地层205中。泵251或压缩机也可通过管线255流体操作连接至油不可混溶制剂储存设备225，以在将油采收制剂通过第二井203引入地层205之后将油不可混溶制剂通过第二井引入地层。第一注射/产出设备217可包括机构如泵257或压缩机258，所述泵257或压缩机258用于从地层205通过第一井201产出石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体。第一注射/产出设备217也可包括用于分离石油、油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体的分离装置259。分离装置259可包括用于分离气体与石油、油采收制剂、液体油不可混溶制剂(如果有的话)和水的常规液体-气体分离器、用于分离石油和油采收制剂与水和任选的液体油不可混溶制剂的常规烃-水分离器、用于分离油采收制剂(任选与源自地层的C3-C8或C3-C6脂族和芳族烃组合)与石油的常规蒸馏塔和任选用于分离液体油不可混溶制剂与水的分离器。分离装置259可流体操作连接如下：通过管线261至液体储罐237用于在液体储罐中储存产出的石油；通过管线265至气体储罐241用于在气体储罐中储存产出的气体；和通过管线267至水罐247用于在水罐中储存产出的水。如果有的话，经分离的液体油不可混溶制剂可由第一注射/产出设备217的分离装置259提供通过管线268至油不可混溶制剂储存设备225。经分离的产出的油不可混溶制剂可由油不可混溶制剂储存设备225提供用于再次注入地层中。
分离装置259可通过管线263流体操作连接至油采收制剂储存设备215用于在油采收制剂储存设备215中储存产出的油采收制剂。分离装置259可分别通过管线242和244流体操作连接至第一注射/产出设备217的注射机构221用于将油采收制剂通过第一井201注入地层205中，或至第二注射/产出设备231的注射机构251用于将油采收制剂通过第二井203注入地层中。
在第一时间段，第一井201可用于将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂引入地层205中，和第二井203可用于从地层产出石油；然后在第二时间段，第二井203可用于将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂引入地层205中，和第一井201可用于从地层产出石油，其中第一和第二时间段组成一个周期。可进行多个周期，包括使第一井201和第二井203在将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂引入地层205中和从地层产出石油之间交替，其中在第一时间段一个井引入和另一个井产出，然后在第二时间段将它们切换。该周期可为约12小时-1年、或约3天-6个月、或约5天-3个月。在周期初可将油采收制剂引入地层中，和在周期末时可将油不可混溶制剂引入。在一些实施方案中，周期初可为周期的最初10-约80％、或周期的最初20-约60％、或周期的最初25-约40％，和周期末可为周期的剩余部分。
现在参照图2，描述了井阵列300。井阵列300包括第一井组302(水平线表示)和第二井组304(斜线表示)。在本发明系统和方法的一些实施方案中，如上所述的系统和方法的第一井可包括作为井阵列300中第一井组302描述的多个第一井，和如上所述的系统和方法的第二井可包括作为井阵列300中第二井组304描述的多个第二井。
第一井组302中的每个井可距第一井组302中的相邻井水平距离330。水平距离330可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。第一井组302中的每个井可距第一井组302中的相邻井垂直距离332。垂直距离332可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。
第二井组304中的每个井可距第二井组304中的相邻井水平距离336。水平距离336可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米，或约30-200米、或约50-150米，或约90-120米、或约100米。第二井组304中的每个井可距第二井组304中的相邻井垂直距离338。垂直距离338可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。
第一井组302中的每个井可距第二井组304中的相邻井距离334。第二井组304中的每个井可距第一井组302中的相邻井距离334。距离334可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。
第一井组302中的每个井可被第二井组304中的四个井围绕。第二井组304中的每个井可被第一井组302中的四个井围绕。
在一些实施方案中，井阵列300可具有约10-1000个井，如第一井组302中约5-500个井，和第二井组304中约5-500个井。
在一些实施方案中，井阵列300可被视为在一块地上分隔开的垂直井的第一井组302和第二井组304的俯视图。在一些实施方案中，井阵列300可被视为具有在地层内分隔开的水平井的第一井组302和第二井组304的地层的剖面侧视图。
现在参照图3，描述了井阵列400。井阵列400包括第一井组402(水平线表示)和第二井组404(斜线表示)。井阵列400可为上面针对图2中井阵列300描述的井阵列。在本发明系统和方法的一些实施方案中，如上所述的系统和方法的第一井可包括作为井阵列400中的第一井组402描述的多个第一井，和如上所述的系统和方法的第二井可包括作为井阵列400中的第二井组404描述的多个第二井。
可将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂注入第一井组402中，和可从第二井组404采收和产出石油。如所描述的，油采收制剂和油不可混溶制剂可具有注射分布406，和从第二井组404产出的石油可具有石油采收分布408。
可将油采收制剂和随后的油不可混溶制剂注入第二井组404中，和可从第一井组402产出石油。如所描述的，油采收制剂和油不可混溶制剂可具有注射分布408，和从第一井组402产出的石油可具有石油采收分布406。
在第一时间段，第一井组402可用于注射油采收制剂和随后的油不可混溶制剂，和第二井组404可用于从地层产出石油；然后在第二时间段，第二井组404可用于注射油采收制剂和随后的油不可混溶制剂，和第一井组402可用于从地层产出石油，其中第一和第二时间段组成一个周期。在一些实施方案中，可进行多个周期，包括使第一井组402和第二井组404在注射油采收制剂和随后的油不可混溶制剂和从地层产出石油之间交替，其中在第一时间段一个井组注射和另一个井组产出，然后在第二时间段将它们切换。
为有助于更好地理解本发明，给出了一些实施方案的某些方面的以下实施例。以下实施例不应该以任何方式限制或定义本发明的范围。
实施例1
基于相对于其它化合物二甲基硫醚与原油的混溶性，评价了二甲基硫醚作为油采收试剂的品质。通过在10℃和30℃下用溶剂提取油砂测量二甲基硫醚、乙酸乙酯、邻二甲苯、二硫化碳、氯仿、二氯甲烷、四氢呋喃和戊烷溶剂与开采的油砂的混溶性以确定通过溶剂从油砂提取的烃馏分。测量开采的油砂的沥青含量为11wt％，作为对于已知从油砂有效提取基本上全部沥青的溶剂—尤其是氯仿、二氯甲烷、邻二甲苯、四氢呋喃和二硫化碳的沥青提取收率值的平均值。制备每个提取温度每种溶剂的油砂样品用于提取，其中用于提取油砂样品的溶剂为二甲基硫醚、乙酸乙酯、邻二甲苯、二硫化碳、氯仿、二氯甲烷、四氢呋喃和戊烷。称量每个油砂样品和置于纤维素提取套管中，所述纤维素提取套管置于具有滴速控制阀门的夹套玻璃圆筒中的多孔聚乙烯承载圆盘上。然后在循环接触和排放实验中在经选择的温度(10℃或30℃)下用经选择的溶剂提取每个油砂样品，其中接触时间为15-60分钟。应用新鲜接触溶剂和重复循环提取直到从设备排出流体的颜色变为淡棕色。
使用旋转式蒸发器除去提取的流体中的溶剂和然后真空干燥以除去残余溶剂。采收的沥青样品都含有3-7wt％的残余溶剂。将残余固体和提取套管空气干燥、称重和然后真空干燥。真空干燥残余固体时基本上未观察到重量损失，这表明固体没有保留提取溶剂或容易流动的水。总体而言，提取后回收的固体或样品和套管的重量加上提取后回收的沥青的量除以初始油砂样品加上套管的重量得到关于提取的质量核算。经计算的样品百分比质量核算略高，这是因为回收的沥青值未校正3-7wt％的残余溶剂。表1中总结了提取实验结果。
图4的图线作为在30℃下应用的提取流体的函数给出了提取沥青收率的重量百分比，其中应用了回收沥青中残余提取流体的校正系数，和图5给出了没有校正系数时在10℃下提取的类似图线。图4-5和表1表明对于从油砂材料回收沥青二甲基硫醚与众所周知的流体邻二甲苯、氯仿、二硫化碳、二氯甲烷和四氢呋喃是相当的，和显著好于戊烷和乙酸乙酯。
通过SARA分析评价在30℃下从每个油砂样品提取的沥青样品以确定通过每种溶剂提取的沥青样品的饱和物、芳族烃、树脂和沥青质组成。表2给出了结果。
SARA分析表明对于从油砂提取沥青质来说，戊烷和乙酸乙酯比已知的高效沥青提取流体(二氯甲烷、二硫化碳、邻二甲苯、四氢呋喃和氯仿)要差很多。SARA分析还表明二甲基硫醚对于甚至最困难的烃(沥青质)具有优异的混溶性特性。
数据表明二甲基硫醚通常与用于从油砂采收沥青的公认非常好的沥青提取流体一样好，和与饱和物、芳族烃、树脂和沥青质高度相容。
实施例2
基于二甲基硫醚的原油粘度降低特性，评价了二甲基硫醚作为油采收试剂的品质。将具有明显不同的粘度特征的三种原油(非洲含蜡原油、中东沥青基原油和加拿大沥青基原油)与二甲基硫醚混合。在表3中提供了三种原油的一些特性。
制备了不含二甲基硫醚的每种原油的对照样品，和制备每种原油样品并与二甲基硫醚混合以制备包含增加的二甲基硫醚浓度的原油样品。将每种原油的每个样品加热至60℃以溶解其中的任何蜡和允许称量均匀的液体，称重，冷却过夜，然后与选定量二甲基硫醚混合。然后使原油/二甲基硫醚混合物样品加热至60℃和混合以确保二甲基硫醚在样品中均匀混合。使用流变仪和闭杯传感器组件测量每个样品的绝对(动态)粘度。在20℃、40℃、60℃和80℃下测量西非含蜡原油和中东沥青基原油每个样品的粘度，然后从80℃冷却后在20℃下再测一次，其中在20℃下进行第二次测量以测量不存在蜡时的粘度，因为蜡形成足够慢以允许在不存在蜡下在20℃下在测量粘度。在5℃、10℃、20℃、40℃、60℃和80℃下测量加拿大沥青基原油每个样品的粘度。下表4、5和6给出了每种原油的测量粘度。
图6、7和8分别给出了表4、5和6中的测量粘度的Log[Log(粘度)]对Log[温度°K]的图线，描述了增加二甲基硫醚浓度对降低原油样品粘度的效果。
测量粘度和图线表明在宽范围的初始原油粘度下二甲基硫醚对于显著降低原油粘度是有效的。
实施例3
在通过水驱从地层岩芯采收油之后，测量使用由二甲基硫醚组成的油采收制剂从岩芯增加的油采收以评价DMS作为第三油采收试剂的有效性。
利用具有表7中所示组成的卤水使两种5.02cm长的贝瑞亚砂岩岩芯(岩芯直径为3.78cm和渗透性为925-1325mD)饱和。
表7卤水组成
| 化学组分 | CaCl2 | MgCl2 | KCl | NaCl | Na2SO4 | NaHCO3 |
| 浓度(kppm) | 0.386 | 0.523 | 1.478 | 28.311 | 0.072 | 0.181 |
在利用卤水饱和岩芯之后，用具有表3中所示特征的中东沥青基原油驱替卤水以用油使岩芯饱和。
通过在压力下向岩芯加入卤水和随后在压力下向岩芯加入DMS，从每种油饱和的岩芯采收油。按以下处理每种岩芯以确定通过加入卤水和随后加入DMS从岩芯采收的油量。初始通过在压力下向岩芯加入卤水从岩芯驱替油。在加入卤水期间将1MPa的约束压力应用于岩芯，和将流入岩芯的卤水流量设为0.05ml/min。在用卤水从岩芯驱替油期间，将岩芯维持在50℃的温度。在用卤水从岩芯驱替油期间，从岩芯产出和收集油直到没有观察到更多的油产出(24小时)。在利用卤水不能从岩芯驱替更多的油之后，通过在压力下向岩芯加入DMS从岩芯驱替油。以流量0.05ml/min向岩芯加入DMS，对于第一岩芯为32小时和对于第二岩芯为15小时。单独收集在向岩芯加入DMS期间从岩芯驱替的油，以与通过向岩芯加入卤水驱替的油分开。
通过卤水驱替和通过DMS驱替从每种岩芯收集的油样品与利用二氯甲烷提取的水分开，和在硫酸钠上干燥经分离的有机层。在从经分离的干燥的每种油样品的有机层蒸发挥发物之后，称量通过向岩芯加入卤水驱替的油量和通过向岩芯加入DMS驱替的油量。还从中东沥青基油的样品蒸发挥发物以能够校正在蒸发期间损失的轻质化合物。表8给出了通过卤水驱替和随后通过DMS驱替从每种岩芯产出的油量。
表8
如表8中所示，在通过利用卤水溶液水驱从岩芯采收油之后，DMS对于从地层岩芯采收增加的油量是很有效的—在水驱之后采收留在岩芯中的约60％的油。
本发明很好地适合于实现所述及其固有的目的和优点。以上公开的特定实施方案仅用作说明，因为本发明可以以不同但对受益于本文教导的本领域技术人员来说明显的等效方式进行调整和实施。此外，除了以下权利要求所述的，不限制本文所示的构建或设计的细节。尽管以“包括”或“包含”不同的组分或步骤的方式描述系统和方法，但组合物和方法还可以基本由不同的组分和步骤组成或由不同的组分或步骤组成。无论何时公开具有上限和下限的数值范围，均具体公开了落入该范围的任何数值和任何所包含的范围。特别地，本文公开的每个数值范围(“从a至b”或相当于“a-b”的形式)要被理解为在较宽数值范围内所包含的每个数值和范围。无论何时公开仅具有特定下限、仅具有特定上限或具有特定上限和特定下限的数值范围，该范围还包括“近似”特定下限和/或特定上限的任何数值。而且，权利要求的术语具有它们简单的通常含义，除非专利权人作出了明确清楚的定义。此外，权利要求中所用的不定冠词在本文中定义为其引入的元素的一个或多个。
Claims (21)
1.一种采收石油的方法，包括：
提供包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶的油采收制剂；
将所述油采收制剂引入载油地层中；
在所述载油地层中使所述油采收制剂与石油接触；
在将所述油采收制剂引入所述载油地层中之后将油不可混溶制剂引入所述地层中；和
在将所述油不可混溶制剂引入所述地层中之后从所述地层产出石油。
2.权利要求1的方法，其中所述载油地层为地下地层。
3.权利要求1或2的方法，其中经延伸至所述地层的第一井注射将所述油采收制剂引入所述地层中，在将所述油采收制剂引入所述地层中之后经所述第一井注射将所述油不可混溶制剂引入所述地层中，和从延伸至所述地层的第二井产出石油。
4.权利要求3的方法，其中将0.001-5倍孔隙体积的所述油采收制剂引入所述地层中和所述油不可混溶制剂为液相和将0.001-5倍孔隙体积的所述油不可混溶制剂引入所述地层中。
5.权利要求1-4任一项的方法，其中所述油采收制剂与所述地层中或来自所述地层的石油首次接触混溶。
6.权利要求1-5任一项的方法，其中所述油采收制剂在25℃下的动态粘度为最多0.35mPa·s(0.3cP)或最多0.3mPa·s。
7.权利要求1-6任一项的方法，其中在地层压裂压力20-99％的压力下将所述油采收制剂引入所述地层中。
8.权利要求1-7任一项的方法，其中在所述载油地层中所述油不可混溶制剂不与石油首次接触混溶或多次接触混溶。
9.权利要求1-8任一项的方法，其中所述油不可混溶制剂选自含水聚合物溶液、气体或液体形式的水、压力低于其在所述地层中与石油的最小混溶压力的二氧化碳、压力低于其在所述地层中与石油的最小混溶压力的氮、空气和它们的混合物。
10.权利要求9的方法，其中所述含水聚合物溶液包括选自聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、丙烯酸和丙烯酰胺的共聚物、丙烯酸和丙烯酸月桂酯的共聚物、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物、黄原胶、瓜尔胶、褐藻酸、褐藻酸盐、羧基甲基纤维素、聚乙烯基醇、聚苯乙烯磺酸酯、聚乙烯基吡咯烷酮、2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯和它们的组合的聚合物。
11.权利要求1-10的方法，其中在地层压裂压力20-99％的压力下将所述油不可混溶制剂引入所述地层中。
12.权利要求1-11任一项的方法，其中所述油不可混溶制剂为气相和所述油采收制剂为液相，和相对于引入所述地层中的所述油采收制剂将所述油不可混溶制剂以至少20:1的体积比引入所述地层中。
13.权利要求1-11任一项的方法，其中所述油不可混溶制剂为液相，和相对于所述油采收制剂将所述油不可混溶制剂以0.1:1-10:1的体积比引入所述地层中。
14.权利要求1-11或13任一项的方法，其中所述油不可混溶制剂的动态粘度比来自所述地层的油采收制剂和石油的混合物大至少一个数量级。
15.一种系统，包括：
油采收制剂，所述油采收制剂包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶；
油不可混溶制剂，所述油不可混溶制剂选自含水聚合物溶液、气体或液体形式的水、压力低于其在所述地层中与石油的最小混溶压力的二氧化碳、压力低于其在所述地层中与石油的最小混溶压力的氮、空气和它们的混合物；
载油地层；
用于将所述油采收制剂引入所述载油地层中的机构；
用于在将所述油采收制剂引入所述载油地层中之后将所述油不可混溶制剂引入所述地层中的机构；和
用于在将所述油不可混溶制剂引入所述载油地层中之后从所述地层产出石油的机构。
16.权利要求15的系统，其中所述载油地层为地下地层。
17.权利要求15或16的系统，其中所述油采收制剂与所述载油地层中或来自所述载油地层的石油首次接触混溶。
18.权利要求15-17任一项的系统，其中所述油不可混溶制剂与所述载油地层中或来自所述载油地层的石油不混溶。
19.权利要求15-18的系统，其中所述用于将所述油采收制剂引入所述载油地层中的机构位于延伸至所述地层的第一井处。
20.权利要求19的系统，其中所述用于将所述油不可混溶制引入所述载油地层中的机构位于第一井处。
21.权利要求20的系统，其中所述用于从所述载油地层产出石油的机构位于延伸至所述地层的第二井处。
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